Реферати українською » Промышленность, производство » Реконструкція підстанції "Сорокіно" 110/10/10


Реферат Реконструкція підстанції "Сорокіно" 110/10/10

Страница 1 из 8 | Следующая страница

Запровадження

 

Метою даного диплома – створення проекту реконструкції підстанції «>Сорокино» з урахуванням прогресивних технічних рішень.

Необхідність реконструкції підстанції викликана фізично й дуже застарілим парком устаткування, при експлуатації якого зростає день у день ризик аварій на підстанції, отже, і порушення постачання її споживачів, серед яких і споживачі І категорії.

Під час проектування реконструкції підстанцій керувався діючими нормативними документами, зазначеними при застосуванні №2 в «>Нормах технологічного проектування підстанцій змінного струму 35–750 кВ (далі – НТП ПС)» як і самими «НТП ПС». Також використовувалися такі нормативні джерела як Концепція технічної політики ВАТ «>МОЭСК» (від наказу ВАТ РАТ «ЄЕС Росії» з 12.11.04 р. №660) і Технічна політика ВАТ «>МРСК Центру» (від наказу ВАТ «ФСК ЄЕС» від 26.10.2006 р. №270р/293 р). Всі перелічені документи створені у відповідності і затверджені компанією ВАТ «ФСК ЄЕС».

Під час проектування підстанції (далі ПС) має бути забезпечене: 1. Надійне і дуже якісне електропостачання споживачів. 2. Впровадження передових проектних рішень, які забезпечують відповідність відновлення всього комплексу показників підстанцій сучасному світовому технічному рівню. 3. Високий рівень технологічних процесів і забезпечення якості будівельних і монтажних робіт. 4. Економічна ефективність, обумовлена оптимальним обсягом залучуваних інвестицій і інтелектуальних ресурсів, використовуваної землі і зниженням експлуатаційних витрат. 5. Дотримання вимог екологічної безпеки й охорони навколишнього середовища. 6.Ремонтопригодность застосовуваного устаткування й конструкцій. 7. Передові методи експлуатації, безпечні і зручні умови праці експлуатаційного персоналу.

Проект ПС виконується на розрахунковий період (5 років тому після входження у експлуатацію) з урахуванням перспективи розвитку на наступні менш 5 років.

Найвища вимога до ПС нової генерації: 1.Компактность, комплектність і рівень заводський готовності. 2. Надійність роботи ПС з застосування електроустаткування сучасного технічного рівня. 3. Зручність проведення огляду, технічного обслуговування і ремонту; 4. Безпека експлуатації і обслуговування. 5. Створення ПС без обслуговуючого персоналу з дистанційним управлінням. 6. Комплексна автоматизація, забезпечує створення інтегрованої системи управління технологічними процесами з підсистемами релейного захисту та автоматики, комерційного обліку електроенергії, моніторингу стану устаткування, діагностику і управління устаткуванням. 7. Забезпеченнярезервируемими цифровими каналами зв'язку передачі сигналів управління та інформації про стан електроустаткування на диспетчерський пункт, зокрема, диспетчерськими голосовими каналами. 8. Екологічна безпеку.

>Устанавливаемий комплекс устаткування й пристроїв на ПС: – Силове високовольтна устаткування. –УстройстваРелейной захисту та автоматики (>РЗиА). –УстройстваПротивоаварийной автоматики (ПА). –УстройстваАвтоматизированной системи управління технологічними процесами (АСУ ТП). –Устройства автоматизованої інформаційно-вимірювальної системи комерційного обліку електроенергії (>АИИСКУЭ). –Устройства системи диспетчерського і технологічного управління (>АСДТУ). –Устройства системи діагностику і програмно-технічні комплекси забезпечення систем автоматичної системи технічного обліку (>АСТУ). Весь вище перерахований комплекс устаткування й пристроїв може бути атестований у встановленому ВАТ «ФСК ЄЕС» порядку.

Термін служби устаткування, застосовуваного при нове будівництво та реконструкції підстанцій, може бути щонайменше 25 років (силових трансформаторів щонайменше 30 років, акумуляторів щонайменше 20 років).

Технічні вимоги для будівництва або реконструкцію ПС.

РУ 35–220 кВ:

1. Застосування закритих РУ 35–220 кВ, зокрема, модульного контейнерного виконання, а як іКРУЭ 110–220 кВ у містах чи умовах тісняви. Відкрите виконання РУ запровадити у інших випадках. 2. З метою скорочення площ ПС віддавати перевагу жорсткоїошиновке. Застосування гнучкоюошиновкиразрешаеться. 3.Самодиагностика і прогресивні технології обслуговування основного електроустаткування;

4. Електрична схема РУ має відповідати [4].

5. КомпонуванняОРУ має передбачати можливість початку складнішою схемою (за наявності перспективи розширення ПС).

Забороняються: Схеми первинних сполук ПС 35–220 кВ зотделителями ікороткозамикателями, ні збеспортальним прийомомВЛ.

РУ 6–10 кВ:

1. Закрите виконання, зокрема, з осередками модульного типу з урахуванням вакуумних вимикачів.

2. Використання сухих трансформаторів потреб.

3. Гнучка архітектура осередки з компактній та екологічно безпечнійкомпоновкой функціональних елементів устрою.

4. Для захисту від короткі замикання всередині шаф КРУ мають бути передбачені якрелейная (логічна), і клапанна дугові захисту, на випадок низької чутливості одній з застосовуваних дугових захистів застосовуються інші типи захистів (>фототиристорная, із застосуваннямсветоводов, оптична тощо.).

5. Оснащення пристроямиРЗиА, апаратами телекерування,телесигнализации і приладами визначення наявності місцьмеждуфазних однофазних замикань на грішну землю в лінії 6–10 кВ, встановленими поза осередків РУ (окрема панель (набір панелей) пристроївРЗиА, винесений у окреме приміщення чи протилежний бік РУ), із мікропроцесорним модулем управління, контролюючим роботу пристроївРЗА усімприсоединениях.

6. Схема РУ 6–20 кВ нічого не винні передбачати наявність понад двох секцій.

Обов'язкове до застосування силове високовольтна устаткування ПС:

1. Силові трансформатори 35–220 кВ:

– Застосування вбудованої системи безперервного моніторингу стану без виведення в ремонт трансформатора.

– Застосування високовольтних уведень з твердої ізоляцією (>RIP). – ОснащенняРПН і йогомикропроцессорними блоками управління.

– ОснащенняАРНТ (автоматичними регуляторами напруги).

2.Виключатели 110 кВ і від:

– У кліматичних зонах з мінімумом температур нижче (– 45)0З потрібно використовуватиелегазовие бакові вимикачі з підігрівом. У інших випадках –елегазовиеколонковие вимикачі. – За наявності споживачів І категорії ПС застосовувати дляелегазових вимикачів пружинний привід і електродвигун постійного струму.

3.Разъединители 110 кВ і від:

– Застосовувати роз'єднувачі горизонтального – поворотного типу з електроприводом робітників ізаземляющих ножів з наявністю захисної блокування з-поміж них.

– Комплектування високоміцними порцеляновими чи полімерними опорними ізоляторами.

– Застосування стійкогоантикоррозионного покриття сталевих деталей з урахуванням гарячої чи холодноїоцинковки.

Забороняються: >Разъединители типуРЛНД всіх рівнях напруги.

4.Виключатели 6–10 кВ:

– Використовувати всіх рівнях РУ 6–10 кВ вимикачі одного виробника з лінійкою параметрів до I>НОМ = 3150 А. – Сумісність змикропроцессорними пристроямиРЗиА різних виробників. Не рекомендуються до застосування: Електромагнітні, пневматичні і гідравлічні приводи для високовольтних вимикачів. Забороняються: Повітряні і масляні вимикачі всіх рівнях напруги.

5.Измерительние трансформатори струму (ТТ) і напруження (ТН):

–Пожаро- івзривобезопасность.

– ТТ повинен мати щонайменше трьох вторинних обмоток. Три обмотки для захистів відведених ліній, а чотири – для захистів уведень трансформатора.

– Класи точності вимірювальних обмоток 0,2 і0,2S для комерційного обліку.

– ТТ на напругах до 35 кВ (включно) повинні прагнути бути литими. –Антирезонансние ТН всіх рівнях напруги РУ.

6.Дугогасящий реактор (>ДГР) як компенсаціяемкостних струмів:

– Олійні чи сухі (ПС закритого типу) тільки з плавної регулюванням струму настройки.

– Рекомендується використання комбінованихДГР зподключаемим спеціальним трансформатором (>ТДГР) щодо одного корпусі. – Оснащення системою автоматичного настроювання струму компенсації і пристроєм.

– УстановкаДГР з кожної секції РУ 6–10 кВ.

– За схему сполуки обмотокТДГР прийняти Y0 /> -11.

7.Ограничители перенапруги (>ОПН): – ВстановлюватиОПН з датчиком струму імпульсів спрацьовування і можливість виміру струмів витоку під робочою напругою у мережах напругою 35110 кВ. – ЗастосовуватиОПН з урахуваннямоксидно-цинковихваристоров, з полімерної ізоляцією,взривобезопасного виконання категорії А. Забороняються: >Трубчатие і вентильні розрядники всіх рівнях напруги.

8.Трансформатор потреб (ТСН): – Використовувати сухі ТСН. При відповідному обгрунтуванні – масляні герметичні ТСН маркиТМГ,ТМГСУ. У цьому введення трансформатори нічого не винні бутимаслонаполненними. – Наявність автоматичних пристроїв захисту олії. – Установка ТСН вкомплектном виглядідвухтрансформаторной ПС (позначення –2КТП). – За схему сполуки обмоток ТСН прийняти . – У РУ 0,4 кВ прокладати лише ізольовані провідники, а захист забезпечувати автоматичними вимикачі. Забороняються:Мачтовие і КТПшкафного типу із вертикальноюкомпоновкой устаткування. Олійні трансформатори марки ТМ.

>Опорно-стержневая ізоляція ПС: З метою запобігти поломкиопорно-стержневих ізоляторів (ОСІ) роз'єднувачів іошиновки (шинних мостів) встановлювати полімерні ізолятори замість порцелянових. Забороняються: полімерні ізолятори – серії ЛЗ іЛПИС з оболонкоюполиолефиновой композиції.

Повітряна лінія (>ВЛ) 110 кВ і від для харчування ПС: Як дротиВЛ використовувати марку АС чи термостійкі дроти марокАССС (>АССR),AERO-Z. – Створення необслуговуваних повітряних ліній шляхом застосування ефективних систем захистуВЛ відгололедних і вітрових впливів, грозовихперенапряжений, вібрації й танці дротів (тросів). – Застосування грозозахисних тросів (ГТ) з антикорозійним покриттям перерізом щонайменше 70 мм2. – Монтаж волоконно-оптичного кабелю (ВОК). Рекомендується виконанняОКГТ – оптичний кабель, вмонтований вгрозозащитний трос.

Кабельні лінії (>КЛ) від РУНН ПС: –Прокладивать кабель з ізоляцією тільки з зшитого поліетилену (далі – кабель зСПЭ-изоляцией), нераспространяющего горіння, низьким виділенням токсичних газів «>Внг-LS». –Экранирование з мідних дротів з заземленням з обох сторін. – Для захистуКЛ, прокладених у землі, від механічних ушкоджень застосовувати полімерну плиту марокПКЗ24х48 іПКЗ36х48.


1. Характеристика діючої ПС «>Сорокино»

 

1.1 Становище в Єдиної енергетичної системі

>Подстанция «>Сорокино 110/10/10 кВ було запроваджено дію у далекому 1968 року.Местоположение підстанції – Південь московської область, р.Кашира, околиця в східній частині міста. Починаючи із квітня 2005 року, підстанція перебувати у розпорядженні мережевий організації ВАТ «>МОЭСК» і його територіального філії – «Південні електричні мережі».Подстанция має порядковий номер №525. ПС «>Сорокино» за своїм призначенням є районноїпонизительной.

З малюнка видно, що харчування ПС здійснюється двомаотпайками якВЛ марки АС – 240/39 на напрузі 110 кВ.Отпайки довжиною 10 км сполучається з транзитної лінією «>Каширская ГРЕС – прохідна підстанція «Намисто». Отже, ПС «>Сорокино» єответвительной.

 

Схема харчуванняответвительной ПС «>Сорокино»

 


1.2 Аналіз існуючої схеми електричних сполук, елементів підстанції ітехническия рішення з заміні застарілого устаткування

РУ вищого напруги 110 кВ виконано у вигляді (>ОРУ), а РУ нижчого напруги 10 кВ – в комплектних осередках (КРУ) у закритому будинкуЗРУ.

Схема сполукиОРУ-110 кВ є нестандартній, тобто відповідає [4]. Сучасний аналог діючої схеми – типова схема «>110–4Н» (Два блоку з вимикачами інеавтоматической перемичкою із боку лінії).

>Коммутационние апарати наОРУ-110 кВ:отделители ікороткозамикатели. Замінити під час реконструкції наелегазовие вимикачі і роз'єднувачігоризонтально-поворотного типу з електроприводом. ТТ типуТФЗМ-110Б – III замінити запропоновані в окремому розділі дипломаоптоелектронние комбіновані вимірювальні трансформатори (ТТ і ТН щодо одного устрої). Замістьвентильних розрядників типуРВМГ із боку 110 кВ встановити полімерніОПН.

Можливий демонтаж дротів маєВЛ 110 кВ марки АС 240/39. Монтаж і установка нового громовицезахисного троса з умонтованим оптичним кабелем типуОКГТ.

На ПС встановлено два силових трансформатора типуТРНДЦН-40000/110 зеффективно-заземленнойнейтралью. Термін служби минув – підлягають заміні.

Висновки нижчих обмоток трансформаторів захищаютьсявентильнимиразрядникамиРВО-10. Замінити під час реконструкції наОПН-10.

Схема сполукиКРУ-10 кВ є дві системи збірних шин,секционированние вимикачами. У нормальному режимі – роздільний робота двох систем шин.Секционние вимикачі з побудовою автоматичного введення резерву (>АВР). На ПС встановлено осередки КРУ серіїКРУ-2–10.Коммутационние апарати осередків КРУ:маломасляние вимикачіВМПЭ-10/2000 (ввідна на секції; секційні) іВМПЭ-10/630 (що відходятьфидера).Измерительние трансформатори в осередках КРУ: ТТ типівТШЛ-10 (осередок введення на секції) іТПОЛ-10 (осередкифидеров). ТН типуНАМИ-10–66 що зОПН-10ф окремими осередках усім 4 секціях РУ 10 кВ. ОсередкиКРУ-2–10 майже вичерпали термін їхньої служби, тому ухвалено рішення непросто замінити їх начинку (>маломасляние вимикачі, блокиРЗиА тощо.), а придбати нові КРУ повної заводський комплектації.

Кількість встановлених осередків КРУ на підстанції одно – 37: Кількість відведених лінійфидеров – 23.Кол-во осередків спільних ТН типу НАМИ іОПН – 4.Кол-во осередків вступних вимикачів секцій – 4.Кол-во осередків зсекционними вимикачами – 2.Кол-во резервних осередків – 4.

Деякі кабелі відведенихфидеров маютьбумажно-масляную ізоляцію (кабелі зб/м ізоляцією), у ході реконструкції буде замінено на кабелі зСПЭ-изоляцией з певним збільшеннямпроводимостей.

Для харчування потреб ПС встановлено два трансформатора типуТСМА-250/10.Соединяются на відгалуженні між висновками нижчих обмоток силових трансформаторів і увідними вимикачами на шини 10 кВ. Таке з'єднання виконано завдяки застосуванню на ПС змінного оперативного струму. Мережа потреб має напруга 380/220 У з заземленоїнейтралью. Шини 380/220 Усекционировани автоматами з побудовоюАВР. Терміни служб ТСН минули, і вони підлягають заміні.

 

1.3 Споживачі ПС «>Сорокино»

1.Каширские міські електричні мережі (>ГорЭС).

2.Каширские розподільні електричні мережі (РЕМ).

3. ТОВ «>Каширский цегельня».

4. ВАТ «>Каширский плавильня – Центроліт».

5. ВАТ»Ожерельевский комбікормовий завод».

Зростання навантажень ПС стабільний,вследствии динамічного розвитку міської інфраструктури, і навіть збільшення виробничих потужностей підключених підприємств.Ожидаеться у майбутньому та під'єднання нових крупних споживачів як підприємства компанії ТОВ РП «>Новотранс».

 

1.4 Розрахункові кліматичні і геологічні умови району ПС

 

Розрахункові кліматичні і геологічні умови району ПС

Клімат помірний (У)
Температура повітря:
Середньорічна

(+6)0З

Максимальна

(+38) 0З

Мінімальна

(-42)0З

Ступінь забруднення ізоляції устаткування II
Район погололеду II (розрахункова товщина стінки ожеледиці 10 мм)
Район на вітер I (розрахункова швидкість вітру 25м/сек)
Район по танцю дротів I (рідкісна танець дротів – 1 танець удесятеро років)
Район по грозової діяльності від 40 до 60 годин


2. Вибір числа і трансформаторів

 

2.1 Побудова графіка електричних навантажень ПС і перевірка на опірність систематичним і аварійним перевантажень

 

На ПС «>Сорокино» встановлено два трансформатора типуТРНДЦН-40000–110/10. Усі споживачі ПС – із боку 10 кВ. Є споживачі 1 категорії. Тому під час реконструкції буде встановлено також два трансформатора (застосування трьох і більше трансформаторів економічно невиправдано).

З метою обмеження струмівКЗ на нижчою боці, й у зручнішого підключення більшої кількості споживачів – під час реконструкції буде встановлено також трансформатори з розщепленням нижчою обмотки. ЗастосуванняРПН – обов'язкове.

Вибір номінальною потужності трансформаторів починається з побудови графіків електричних навантажень трансформатора в зимовий і літній розрахунковий день. При побудові графіків слід враховувати роботу компенсуючих пристроїв ПС (синхронні компенсатори, батареї конденсаторів та іншіИРМ – джерела реактивної потужності). У нашому випадку установкаИРМ не планується.

Для побудови графіка навантаження в розрахунковий день використовують пристрої обліку електроенергії на підстанції, де виміри спожитої активної наукової та реактивної потужності виробляються з періодичністю до одного годину відповідноваттметром іварметром. У отриманих значеннях присутній похибка різних складових: вимірювальні трансформатори струму, лічильники, канали передачі вимірів. При реконструкції буде вдосконалення система комерційного обліку електроенергії з єдиною метою мінімізації цих похибок.

У таблиці 3.1.1 наведено дані добових відомостей навантажень ПС за

Страница 1 из 8 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація